2. Нефтеносность

Свойства нефти в пределах Ромашкинского месторождения различны "снизу вверх" по разрезу от терригенных отложений девона до каширских отложений верхнего карбона свойства нефти значительно ухудшаются. Наблюдается утяжеление от 800 до 920-960 кг/м³, уменьшение газосодержания от 60 до 3,2 м³/т, повышение вязкости от 4 до 100-160 МПа*с, уменьшение легких углеводородов, увеличение содержания серы. Нефти девонских отложений относятся к типу легких, сернистых, парафинистых, смолистых. Основными промышленно-нефтеносными объектами являются отложения пашийского и кыновского горизонтов верхнего девона. Помимо этого нефтеносность установлена в живетском ярусе среднего девона. Продуктивным отложениям пашийского горизонта присуща изменчивость коллекторских свойств. Характерной для всех пластов горизонта Д₁является ориентация полосообразных линзовидных форм коллектора в меридиальном направлении. В кыновском горизонте (Д₀) продуктивный пласт сложен песчано-алевролитовыми породами, которые к востоку замещаются глинистыми породами. Пласт Д₀ почти не отличается по коллекторским свойствам от пласта Д₁. В табл. 1 приведена краткая характеристика физико-химических свойств нефти пластов Д₀ и Д₁.

Табл. 1.

Параметры	Значения параметров
	Д1	Д0
Удельный вес (г/см3)	0,864	0,886
Давления насыщения (кг/см2)	88,9	49,0
Пластовый газовый фактор (м/т)	59,2	60,2
Вязкость пластовой нефти (спз)	2,5	3,7
Подвижность пластовой нефти (спз)	0,16	0,07
Содержание, %
Асфальтенов	3,4	6,2
Серы	1,6	3,2
Смол	1,9	35,4
Парафина	4,1	3,3

Нефти всех отложений карбона близки по составу и относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых. Нефтеносность установлена в малевско-упинских, заволжских, кизеловских, бобриковских отложениях нижнего карбона, верей-башкирских отложениях среднего карбона.

Кроме нефти и газа на Ромашкинском месторождении имеются запасы природных твердых битумов. За весь период целенаправленного изучения на поиски, раз­ведку и доразведку битумов пробурено (с учетом целевых и по­путных работ) 769,2 тыс. м скважин, отобран керн в количестве 347,8 тыс. м, специальным комплексом ГИС исследовано (пол­ностью или частично) 4000 скважин, испытано 418 объектов (168 скважин), проведено около 300 тыс. различных лаборатор­ных анализов. Планомерные работы позволили выя­вить 144 различных битумоскоплений, в том числе 115 в уфимс­ком, 28 в казанском и 1 в нижнепермском комплексах. По состо­янию изученности и геологическим условиям залегания битумов выделяются 18 разведанных месторождений, 60 предварительно разведанных залежей и 66 залежей, выявленных 1 - 3 скважина­ми. Установлено, что битумы обычно залегают на небольших глу­бинах (от 0 до 400 м) и представляют собой тяжелые, высоко­вязкие гипергенно преобразованные нефти. Они являются цен­ным сырьем, содержащим, кроме углеводородной основы, ред­кие металлы, серу и другие полезные продукты./8/